Análisis y Medidas Correctivas para Fallas de Aislamiento en Transformadores de Potencia

Los Transformadores de Potencia Más Utilizados: Transformadores de Aceite y Transformadores de Resina Seca

Los dos tipos de transformadores de potencia más utilizados hoy en día son los transformadores de aceite y los transformadores de resina seca. El sistema de aislamiento de un transformador, compuesto por diversos materiales aislantes, es fundamental para su funcionamiento correcto. La vida útil de un transformador se determina principalmente por la duración de sus materiales aislantes (aceite-papel o resina).

En la práctica, la mayoría de las fallas de los transformadores resultan del daño al sistema de aislamiento. Las estadísticas muestran que las fallas relacionadas con el aislamiento representan más del 85% de todos los accidentes de transformadores. Los transformadores adecuadamente mantenidos, con atención al manejo del aislamiento, pueden lograr vidas útiles excepcionalmente largas. Por lo tanto, proteger el funcionamiento normal del transformador y fortalecer el mantenimiento razonable del sistema de aislamiento puede garantizar en gran medida una mayor duración de los transformadores, siendo la mantención preventiva y predictiva clave para mejorar la longevidad del transformador y la confiabilidad del suministro de energía.

1. Fallas de Aislamiento de Papel Sólido

En los transformadores de aceite, los principales materiales aislantes son el aceite aislante y los materiales aislantes sólidos, incluyendo papel aislante, cartón prensado y bloques de madera. El envejecimiento del aislamiento del transformador se refiere a la descomposición de estos materiales debido a factores ambientales, lo que resulta en una reducción o pérdida de la resistencia aislante.

El aislamiento de papel sólido es uno de los componentes principales del sistema de aislamiento de los transformadores de aceite, incluyendo papel aislante, tableros, almohadillas, rollos y cintas de unión. Su componente principal es la celulosa con la fórmula química (C6H10O5)n, donde n representa el grado de polimerización (DP). El papel nuevo generalmente tiene un DP de alrededor de 1300, que disminuye a aproximadamente 250 cuando la fuerza mecánica ha disminuido más de la mitad. 

Cuando está extremadamente envejecido con un DP de 150-200, el material llega al final de su vida útil. A medida que el papel aislante envejece, su DP y su resistencia a la tracción disminuyen gradualmente, produciendo agua, CO, CO2 y furfural (aldehído furánico). Estos subproductos del envejecimiento son en gran medida perjudiciales para los equipos eléctricos, reduciendo la tensión de ruptura y la resistividad volumétrica del papel aislante, mientras aumentan la pérdida dieléctrica y disminuyen la resistencia a la tracción, potencialmente corroen los componentes metálicos. 

El aislamiento sólido presenta características de envejecimiento irreversible, con una degradación no recuperable de la resistencia mecánica y eléctrica. Dado que la vida útil del transformador depende principalmente de la vida útil de los materiales aislantes, los materiales de aislamiento sólido de los transformadores de aceite deben poseer excelentes propiedades de aislamiento eléctrico y características mecánicas, con una degradación lenta del rendimiento a lo largo de años de operación—indicando buenas características de envejecimiento.

1.1 Propiedades de los Materiales de Fibra de Papel

El material de fibra de papel aislante es el componente aislante más importante en los transformadores de aceite. La fibra de papel es el componente tisular sólido básico de las plantas. A diferencia de los conductores metálicos con abundantes electrones libres, los materiales aislantes tienen prácticamente ningún electrón libre, con una corriente de conducción mínima principalmente de la conducción iónica. La celulosa consta de carbono, hidrógeno y oxígeno. Debido a los grupos hidroxilo en su estructura molecular, la celulosa tiene el potencial de formar agua, dándole a la fibra de papel características absorbentes de humedad. 

Además, estos grupos hidroxilo pueden considerarse centros rodeados por diversas moléculas polares (como ácidos y agua), unidos por puentes de hidrógeno, lo que hace que las fibras sean susceptibles a daños. Las fibras de papel también contienen generalmente alrededor del 7% de impurezas, incluyendo humedad. Debido a la naturaleza coloidal de las fibras, esta humedad no puede ser completamente eliminada, afectando el rendimiento de las fibras de papel.

Las fibras polares absorben fácilmente la humedad (el agua es un medio fuertemente polar). Cuando las fibras de papel absorben agua, la interacción entre los grupos hidroxilo se debilita, causando una rápida deterioración de la resistencia mecánica bajo condiciones de estructura de fibra inestable. Por lo tanto, los componentes de aislamiento de papel generalmente se someten a un tratamiento de secado o secado al vacío seguido de impregnación con aceite o barniz aislante antes de su uso.

El propósito de la impregnación es mantener las fibras húmedas, asegurando una mayor estabilidad aislante y química junto con una mejor resistencia mecánica. Además, sellar el papel con barniz reduce la absorción de humedad, previene la oxidación del material y rellena los vacíos para minimizar las burbujas que podrían afectar el rendimiento del aislamiento y causar descargas parciales y rupturas eléctricas. Sin embargo, algunos creen que la impregnación con barniz seguida de la inmersión en aceite puede causar que parte del barniz se disuelva gradualmente en el aceite, afectando el rendimiento del aceite, requiriendo una atención cuidadosa a tales aplicaciones de pintura.

Naturalmente, diferentes composiciones de material de fibra y niveles de calidad de las mismas fibras tienen diferentes impactos y propiedades. Por ejemplo, el algodón tiene el contenido de fibra más alto, el cáñamo tiene las fibras más fuertes, y ciertos paneles prensados de aislamiento importados con un mejor procesamiento exhiben un rendimiento significativamente superior en comparación con algunos paneles de papel nacionales. La mayoría de los materiales aislantes de transformadores usan diversas formas de papel (como cinta de papel, cartón prensado y componentes de papel prensado) para el aislamiento.

Por lo tanto, seleccionar materiales de papel aislante de alta calidad basados en fibras es crucial durante la fabricación y el mantenimiento de los transformadores. El papel de fibra ofrece ventajas especiales, incluyendo practicidad, bajo costo, procesamiento conveniente, conformación y tratamiento simples a temperaturas moderadas, ligereza, resistencia moderada y fácil absorción de materiales de impregnación (como barniz aislante y aceite de transformador).

1.2 Resistencia Mecánica de los Materiales de Aislamiento de Papel

Para los transformadores de aceite que seleccionan materiales de aislamiento de papel, los factores más importantes, además de la composición de la fibra, la densidad, la permeabilidad y la uniformidad, incluyen los requisitos de resistencia mecánica, como la resistencia a la tracción, la resistencia a la perforación, la resistencia a la rasgadura y la tenacidad:

• Resistencia a la Tracción: El máximo estrés que las fibras de papel pueden soportar bajo carga de tracción sin romperse.

• Resistencia a la Perforación: Una medida de la capacidad de las fibras de papel para soportar presión sin fracturarse.

• Resistencia a la Rasgadura: La fuerza requerida para rasgar las fibras de papel debe cumplir con los estándares relevantes.

• Resistencia: La fuerza del papel al doblarse o del cartón prensado al flexionarse debe cumplir con los requisitos correspondientes.

El rendimiento de la aislación sólida se puede evaluar mediante muestreos para medir el grado de polimerización del papel o del cartón prensado, o utilizando cromatografía líquida de alta eficiencia para medir el contenido de furfural en el aceite. Esto ayuda a analizar si las fallas internas del transformador implican aislamiento sólido o si el sobrecalentamiento a baja temperatura está causando el envejecimiento localizado del aislamiento de los devanados, o para determinar el grado de envejecimiento del aislamiento sólido. Para los materiales aislantes de fibra de papel durante la operación y mantenimiento, se debe prestar atención a controlar la carga nominal del transformador, asegurar una buena circulación de aire y disipación de calor en el entorno de operación, prevenir un aumento excesivo de la temperatura del transformador y la falta de aceite en el tanque. También se deben tomar medidas para prevenir la contaminación y deterioro del aceite que podrían acelerar el envejecimiento de las fibras, comprometiendo el rendimiento del aislamiento, la vida útil y la operación segura del transformador.

1.3 Degradación de Materiales de Fibra de Papel

Esto incluye principalmente tres aspectos:

• Fragilidad de las Fibras: El calor excesivo que causa la separación de la humedad de los materiales de fibra acelera su fragilidad. El papel quebradizo y desprendido puede llevar a fallos de aislamiento y accidentes eléctricos bajo vibraciones mecánicas, estrés electrodinámico e impactos de ondas operativas.

• Disminución de la Resistencia Mecánica de los Materiales de Fibra: La resistencia mecánica de los materiales de fibra disminuye con el tiempo de calentamiento prolongado. Cuando el calentamiento del transformador vuelve a expulsar la humedad de los materiales aislantes, los valores de resistencia aislante pueden aumentar, pero la resistencia mecánica disminuirá significativamente, haciendo que el papel aislante no pueda soportar las fuerzas mecánicas de las corrientes de cortocircuito o las cargas de impulso.

• Contracción de los Materiales de Fibra: Después de la fragilización, los materiales de fibra se contraen, reduciendo la fuerza de apriete y posiblemente causando movimientos. Esto puede llevar a desplazamientos y fricciones en los devanados del transformador bajo vibraciones electromagnéticas o voltajes de impulso, dañando el aislamiento.

2. Fallas de Aislamiento Líquido de Aceite

El transformador sumergido en aceite fue inventado por el científico estadounidense Thompson en 1887 y promovido para aplicaciones de transformadores de potencia por General Electric y otros en 1892. El aislamiento líquido al que se refiere aquí es el aislamiento de aceite de transformador.

2.1 Características de los Transformadores Sumergidos en Aceite:

① Mejora significativamente la resistencia aislante eléctrica, reduce la distancia de aislamiento y el volumen del equipo; ② Mejora enormemente la transferencia y disipación de calor efectiva, aumenta la densidad de corriente permitida en los conductores, reduce el peso del equipo. El calor del núcleo del transformador en operación se transfiere a través de la circulación térmica del aceite del transformador hacia la carcasa del transformador y el radiador para su disipación, mejorando así el enfriamiento efectivo; ③ La inmersión en aceite y el sellado reducen la oxidación de ciertos componentes y conjuntos internos, extendiendo la vida útil.

2.2 Propiedades del Aceite de Transformador

El aceite de transformador en operación debe poseer propiedades aislantes y de conducción térmica estables y excelentes. Las propiedades clave incluyen la resistencia aislante (tan δ), viscosidad, punto de fluidez y valor ácido. El aceite aislante refinado a partir del petróleo es una mezcla de varios hidrocarburos, resinas, ácidos y otras impurezas con propiedades que no son completamente estables. Bajo efectos de temperatura, campo eléctrico y luz, el aceite se oxida continuamente. En condiciones normales, este proceso de oxidación avanza lentamente; con el mantenimiento adecuado, el aceite puede mantener la calidad requerida sin envejecer durante hasta 20 años. Sin embargo, los metales, impurezas y gases mezclados en el aceite aceleran la oxidación, deteriorando la calidad del aceite, oscureciendo su color, nublando su transparencia y aumentando el contenido de humedad, valor ácido y cenizas, lo que degrada las propiedades del aceite.

2.3 Causas de la Deterioración del Aceite de Transformador

La deterioración del aceite de transformador se puede dividir en etapas de contaminación y degradación según la gravedad.

La contaminación se refiere a la mezcla de humedad e impurezas en el aceite—estos no son productos de oxidación. El aceite contaminado experimenta un deterioro en el rendimiento del aislamiento, una reducción en la intensidad del campo eléctrico de ruptura y un aumento en el ángulo de pérdida dieléctrica.

La degradación resulta de la oxidación del aceite. Esta oxidación no se refiere solo a la oxidación de hidrocarburos en aceite puro, sino que implica impurezas en el aceite que aceleran el proceso de oxidación, particularmente partículas metálicas de cobre, hierro y aluminio.

El oxígeno proviene del aire dentro del transformador. Incluso en transformadores completamente sellados, aproximadamente el 0.25% de oxígeno permanece presente. El oxígeno tiene alta solubilidad, ocupando una alta proporción entre los gases disueltos en el aceite.

Durante la oxidación del aceite de transformador, la humedad actúa como catalizador y el calor como acelerador, causando que el aceite produzca lodos. Esto afecta el rendimiento principalmente a través de: partículas de precipitado grandes bajo la influencia del campo eléctrico; la precipitación de impurezas concentrándose en regiones de campo eléctrico más fuerte, formando "puentes" conductivos a través del aislamiento del transformador; la precipitación desigual formando tiras alargadas que pueden alinearse con las líneas del campo eléctrico, obstaculizando la disipación de calor, acelerando el envejecimiento del material aislante, causando una disminución en la resistencia aislante y niveles de aislamiento.

2.4 Proceso de Degradación del Aceite de Transformador

Durante la degradación del aceite, los subproductos principales incluyen peróxidos, ácidos, alcoholes, cetonas y lodos.

Etapa temprana de degradación: El aceite genera peróxidos que reaccionan con los materiales de fibra aislante para formar celulosa oxidada, reduciendo la resistencia mecánica de las fibras aislantes, causando fragilidad y contracción del aislamiento. Los ácidos generados son ácidos grasos viscosos. Aunque son menos corrosivos que los ácidos minerales, su tasa de crecimiento e impacto en los materiales aislantes orgánicos son significativos.

Etapa de degradación posterior: La formación de lodo ocurre cuando los ácidos corroen el cobre, el hierro, la barniz aislante y otros materiales, reaccionando para formar lodo, una sustancia conductiva polimérica viscosa y asfáltica. Se disuelve moderadamente en el aceite y se forma rápidamente bajo la influencia del campo eléctrico, adhiriéndose a los materiales aislantes o a los bordes del tanque del transformador, depositándose en las tuberías de aceite y en las aletas del radiador, aumentando la temperatura de operación del transformador y reduciendo la resistencia dieléctrica.

El proceso de oxidación del aceite consta de dos condiciones de reacción principales: primero, un valor ácido excesivamente alto en el transformador, lo que hace que el aceite sea ácido; segundo, los óxidos disueltos en el aceite se transforman en compuestos insolubles en el aceite, deteriorando gradualmente la calidad del aceite del transformador.

2.5 Análisis, evaluación y mantenimiento del aceite del transformador

① Deterioro del aceite aislante: Cambian tanto las propiedades físicas como químicas, degradando el rendimiento eléctrico. El análisis del valor ácido del aceite, la tensión interfacial, la precipitación de lodo y el valor ácido soluble en agua pueden determinar si existe este tipo de defecto. El tratamiento de regeneración del aceite puede eliminar los productos de deterioro, aunque el proceso también puede eliminar los antioxidantes naturales.

② Contaminación por agua del aceite aislante: El agua es una sustancia fuertemente polar que se ioniza y se descompone fácilmente bajo campos eléctricos, aumentando la corriente conductora en el aceite aislante. Incluso una mínima cantidad de humedad aumenta significativamente la pérdida dieléctrica en el aceite aislante. El análisis del contenido de humedad en el aceite puede identificar este tipo de defecto. La filtración de aceite con presión y vacío generalmente elimina la humedad.

③ Contaminación microbiana del aceite aislante: Durante la instalación del transformador principal o el izado del núcleo, los insectos en los componentes aislantes o los residuos de sudor humano pueden llevar bacterias, contaminando el aceite aislante; o el aceite mismo puede estar infectado con microorganismos. Los transformadores principales suelen operar en entornos de 40-80°C, altamente favorables para el crecimiento y reproducción de microorganismos. Dado que los minerales y proteínas en los microorganismos y sus excreciones tienen propiedades aislantes mucho menores que el aceite aislante, aumentan la pérdida dieléctrica del aceite. Este defecto es difícil de abordar con tratamientos de circulación in situ, ya que algunos microorganismos siempre permanecen en el aislamiento sólido. Después del tratamiento, el aislamiento del transformador puede recuperarse temporalmente, pero el entorno de operación favorece el renacimiento de los microorganismos, causando un deterioro progresivo del aislamiento año tras año.

④ Barniz aislante alquídico con sustancias polares que se disuelven en el aceite: Bajo la influencia del campo eléctrico, las sustancias polares experimentan una polarización de relajación dipolar, consumiendo energía durante los procesos de polarización AC, aumentando la pérdida dieléctrica del aceite. Aunque el barniz aislante se somete a curado antes de salir de fábrica, puede quedar un tratamiento incompleto. Después de operar por algún tiempo, el barniz no completamente tratado se disuelve gradualmente en el aceite, degradando progresivamente el rendimiento del aislamiento. El momento de aparición de este defecto está relacionado con la exhaustividad del tratamiento del barniz; uno o dos tratamientos de adsorción pueden lograr cierta efectividad.

⑤ Aceite contaminado solo con agua e impurezas: Esta contaminación no cambia las propiedades básicas del aceite. La humedad se puede eliminar mediante secado; las impurezas se pueden eliminar mediante filtración; el aire en el aceite se puede eliminar mediante bombeo de vacío.

⑥ Mezcla de dos o más aceites aislantes de diferentes orígenes: Las propiedades del aceite deben cumplir con las especificaciones relevantes; la gravedad específica, la temperatura de congelación, la viscosidad y el punto de inflamación del aceite deben ser similares; y la estabilidad del aceite mezclado debe cumplir con los requisitos. Para el aceite mezclado degradado, se necesitan métodos de regeneración química para separar los productos de deterioro y restaurar las propiedades.

3. Aislamiento y características de los transformadores de resina seca

Los transformadores secos (refiriéndonos aquí a los transformadores aislados con resina epoxi) se utilizan principalmente en ubicaciones con altos requisitos de seguridad contra incendios, como edificios de gran altura, aeropuertos y depósitos de petróleo.

3.1 Tipos de aislamiento de resina

Los transformadores aislados con resina epoxi se pueden clasificar en tres tipos según las características del proceso de fabricación: fundición al vacío con mezcla de resina epoxi y arena de cuarzo, fundición con diferencia de presión al vacío reforzada con fibra de vidrio sin álcali, y empapado con envoltura de fibra de vidrio sin álcali.

① Aislamiento de fundición al vacío con mezcla de resina epoxi y arena de cuarzo: Estos transformadores utilizan arena de cuarzo como relleno para la resina epoxi. Los bobinados enrollados y tratados con barniz aislante se colocan en moldes de fundición y se funden al vacío con una mezcla de resina epoxi y arena de cuarzo. Debido a los desafíos del proceso de fundición para cumplir con los requisitos de calidad, como burbujas residuales, inhomogeneidad local de la mezcla y posibles grietas por estrés térmico local, estos transformadores aislados no son adecuados para entornos húmedos y calurosos y áreas con variaciones significativas de carga.

② Aislamiento de fundición con diferencia de presión al vacío reforzado con fibra de vidrio sin álcali: Esto utiliza fibras cortas de vidrio sin álcali o malla de vidrio como aislamiento externo entre las capas de bobinado. El grosor del aislamiento de envoltura exterior suele ser un aislamiento delgado de 1-3 mm. Después de mezclar con el material de fundición de resina epoxi en las proporciones adecuadas, se eliminan las burbujas de aire bajo alto vacío antes de la fundición. Dado que el grosor del aislamiento de envoltura es delgado, una impregnación pobre puede formar fácilmente puntos de descarga parcial. Por lo tanto, la mezcla del material de fundición debe ser completa, la degasificación al vacío debe ser exhaustiva, y la viscosidad baja y la velocidad de fundición deben controlarse para garantizar una impregnación de alta calidad de los paquetes de bobinas durante la fundición.

③ Aislamiento de impregnación con envoltura de fibra de vidrio sin álcali: Estos transformadores completan el tratamiento de aislamiento por capas y la impregnación de los bobinados simultáneamente durante el enrollado. No requieren moldes de formación de bobinado necesarios en los dos procesos de impregnación anteriores, pero requieren resina de baja viscosidad que no retenga microburbujas durante el enrollado e impregnación.

3.2 Características de aislamiento y mantenimiento de los transformadores de resina

El nivel de aislamiento de los transformadores de resina no es significativamente diferente del de los transformadores sumergidos en aceite; las diferencias clave radican en el aumento de temperatura y las mediciones de descargas parciales.

① Características de Elevación de Temperatura: Los transformadores de resina tienen niveles medios de elevación de temperatura más altos que los transformadores sumergidos en aceite, lo que requiere materiales aislantes de mayor resistencia al calor. Sin embargo, la elevación de temperatura media no refleja la temperatura del punto más caliente en los devanados. Si el grado de resistencia al calor del material aislante se selecciona solo en función de la elevación de temperatura media, o se selecciona incorrectamente, o si los transformadores de resina operan bajo condiciones de sobrecarga a largo plazo, la vida útil del transformador se verá afectada.

Dado que la elevación de temperatura medida en los transformadores a menudo no refleja la temperatura del punto más caliente, cuando sea posible, se deben utilizar termómetros infrarrojos para verificar los puntos más calientes de los transformadores de resina bajo operación con carga máxima. La dirección y el ángulo de los ventiladores de enfriamiento deben ajustarse en consecuencia para controlar la elevación de temperatura local y garantizar la operación segura del transformador.

② Características de Descargas Parciales: La magnitud de las descargas parciales en los transformadores de resina está relacionada con la distribución del campo eléctrico, la uniformidad de la mezcla de resina y si existen burbujas residuales o fisuras en la resina. La magnitud de las descargas parciales afecta el rendimiento, la calidad y la vida útil de los transformadores de resina. Por lo tanto, medir y aceptar los niveles de descargas parciales sirve como una evaluación integral del proceso de fabricación y la calidad. Las mediciones de descargas parciales deben realizarse durante la entrega y recepción de los transformadores de resina, así como después de las reparaciones mayores, utilizando los cambios en las descargas parciales para evaluar la estabilidad de la calidad y el rendimiento.

A medida que los transformadores secos se vuelven cada vez más comunes, al seleccionar transformadores, se debe comprender a fondo la estructura del proceso de fabricación, el diseño de aislamiento y la configuración de aislamiento. Se deben seleccionar productos de fabricantes con procesos de producción completos, sistemas estrictos de aseguramiento de la calidad, gestión de producción rigurosa y un rendimiento técnico confiable para garantizar la calidad y la vida térmica del producto transformador, mejorando así la operación segura y la confiabilidad del suministro de energía.

4. Factores Principales que Afectan las Fallas de Aislamiento de Transformadores

Los factores principales que afectan el rendimiento del aislamiento de los transformadores incluyen: temperatura, humedad, métodos de protección del aceite y efectos de sobretensión.

4.1 Efectos de la Temperatura

Los transformadores de potencia utilizan aislamiento de aceite y papel con diferentes relaciones de equilibrio entre el contenido de humedad en el aceite y el papel a diferentes temperaturas. Generalmente, cuando la temperatura aumenta, la humedad en el papel se traslada al aceite; por el contrario, el papel absorbe la humedad del aceite. Por lo tanto, a temperaturas más altas, el contenido de microagua en el aceite aislante del transformador es mayor; por el contrario, el contenido de microagua es menor.

Las diferentes temperaturas causan grados variables de apertura de anillos de celulosa, ruptura de cadenas y producción de gases acompañantes. A una temperatura específica, las tasas de producción de CO y CO2 permanecen constantes, lo que significa que el contenido de CO y CO2 en el aceite aumenta linealmente con el tiempo. A medida que la temperatura continúa aumentando, las tasas de producción de CO y CO2 a menudo aumentan exponencialmente. Por lo tanto, el contenido de CO y CO2 en el aceite está directamente relacionado con el envejecimiento térmico del papel aislante y puede servir como un criterio para juzgar anomalías en las capas de papel de los transformadores sellados.

La vida útil del transformador depende del grado de envejecimiento del aislamiento, que a su vez depende de la temperatura de operación. Por ejemplo, un transformador sumergido en aceite a carga nominal tiene un aumento medio de temperatura en los devanados de 65°C y un aumento de temperatura en el punto más caliente de 78°C. Con una temperatura ambiental promedio de 20°C, la temperatura en el punto más caliente alcanza 98°C, permitiendo una operación de 20 a 30 años. Si el transformador opera con sobrecarga y aumento de temperatura, la vida útil se acorta en consecuencia.

La Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) establece que para los transformadores de aislamiento clase A que operan entre 80-140°C, por cada aumento de 6°C en la temperatura, la tasa de reducción de la vida útil efectiva del aislamiento del transformador se duplica, conocida como la regla de 6°C, indicando límites térmicos más estrictos que la regla de 8°C anteriormente aceptada.

4.2 Efectos de la Humedad

La presencia de humedad acelera la degradación de la celulosa. Por lo tanto, la producción de CO y CO2 está relacionada con el contenido de humedad en el material de celulosa. A una humedad constante, un mayor contenido de humedad produce más CO2; por el contrario, un menor contenido de humedad produce más CO.

La traza de humedad en el aceite aislante es un factor significativo que afecta las características de aislamiento. La traza de humedad en el aceite aislante perjudica enormemente tanto las propiedades eléctricas como físico-químicas del medio aislante. La humedad puede reducir la tensión de descarga de chispas en el aceite aislante, aumentar el factor de pérdida dieléctrica (tan δ), acelerar el envejecimiento del aceite aislante y deteriorar el rendimiento del aislamiento. La exposición al equipo a la humedad no solo reduce la confiabilidad operativa y la vida útil del equipo de potencia, sino que también puede causar daños en el equipo e incluso poner en peligro la seguridad personal.

4.3 Efectos de los Métodos de Protección del Aceite

El oxígeno en el aceite del transformador acelera las reacciones de descomposición del aislamiento, con el contenido de oxígeno relacionado con los métodos de protección del aceite. Además, diferentes métodos de protección causan diferentes condiciones de disolución y difusión de CO y CO2 en el aceite. Por ejemplo, el CO tiene una baja solubilidad, lo que le permite difundirse fácilmente al espacio superficial del aceite en los transformadores de tipo abierto, generalmente limitando la fracción volumétrica de CO a no más de 300×10-6. En los transformadores sellados, ya que la superficie del aceite está aislada del aire, el CO y el CO2 no se volatilizan fácilmente, resultando en niveles de contenido más altos.

4.4 Efectos de Sobretensión

① Efectos de Sobretensión Transitoria: Los transformadores trifásicos en operación normal producen un voltaje fase-tierra del 58% del voltaje fase-fase. Sin embargo, durante las fallas monofásicas, el voltaje principal de aislamiento aumenta en un 30% en sistemas con neutro a tierra y en un 73% en sistemas con neutro aislado, lo que potencialmente puede dañar el aislamiento.

② Efectos de Sobretensión por Rayo: Las sobretensiones por rayo tienen frentes de onda empinados, causando una distribución de voltaje muy desigual a lo largo del aislamiento longitudinal (entre vueltas, entre capas, entre discos), lo que potencialmente puede dejar rastros de descarga en el aislamiento y dañar el aislamiento sólido.

③ Efectos de los sobretensiones por conmutación: Las sobretensiones por conmutación tienen frentes de onda relativamente graduales, lo que resulta en una distribución de voltaje casi lineal. Cuando las ondas de sobretensión por conmutación se transfieren de un devanado a otro, el voltaje es aproximadamente proporcional a la relación de espiras entre los dos devanados, lo que puede causar fácilmente la deterioración y daño del aislamiento principal o del aislamiento entre fases.

4.5 Efectos electrodinámicos de cortocircuito

Las fuerzas electrodinámicas durante los cortocircuitos salientes pueden deformar los devanados del transformador y desplazar los conductores, alterando las distancias de aislamiento originales, causando calentamiento del aislamiento, acelerando el envejecimiento o el daño, lo que resulta en descargas, arcos eléctricos y fallas de cortocircuito.

5. Conclusión

En resumen, comprender el rendimiento del aislamiento de los transformadores de potencia e implementar una operación y mantenimiento razonables impacta directamente en la seguridad, la vida útil y la confiabilidad del suministro de energía de los transformadores. Como equipo principal crítico en los sistemas de potencia, el personal de operación, mantenimiento y gestión de los transformadores de potencia debe entender y dominar la estructura de aislamiento, las propiedades de los materiales, la calidad del proceso, los métodos de mantenimiento y las tecnologías de diagnóstico científico. Solo a través de una gestión operativa optimizada y razonable se puede garantizar la eficiencia, la vida útil y la confiabilidad del suministro de energía de los transformadores de potencia.